Cr~(3+)聚合物凝胶调驱效果及作用机理

海上普通稠油油藏具有储层厚度大、非均质性强和岩石胶结强度低等特点,水驱开发效果较差。为了加快油田开发速度和提高原油采收率,以物理化学、高分子材料学和油藏工程为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟为技术手段,以渤海某油田储层地质特征和流体为研究对象,开展了Cr~(3+)聚合物凝胶储层适应性及作用机理研究。结果表明:随储层平均渗透率和渗透率变异系数增加,聚合物凝胶调驱增油效果变好;随聚合物凝胶注入时机提前,聚合物凝胶调驱效果变好;随原油黏度增加,聚合物凝胶调驱效果变差。     

交联聚合物溶液在岩心内成胶效果及机理

采用黏度计、动/静态激光光散射仪、扫描电镜和岩心流动实验装置,对两性离子聚合物溶液和两性离子交联聚合物溶液黏度、分子线团尺寸、分子聚集态和多孔介质内静态成胶效果及其影响因素进行实验研究,分析交联聚合物溶液在岩心内成胶机理。结果表明,随溶剂水矿化度增加,交联反应速度加快;放置时间越长,岩心内交联反应增强并趋于稳定;剪切时间延长,聚合物分子定向排列趋势加剧,岩心孔隙内成胶效果变差;渗透率较低条件下,岩心孔隙内交联反应以"分子内"交联为主;随岩心渗透率增加即孔隙尺寸增大,岩心内成胶效果变好,发生"分子间"交联概率增大。实验数据和理论分析表明,在两性离子交联聚合物溶液中,交联反应首先发生在同一分子的不同支链间,即"分子内"交联,形成局部性网状聚集态,然后扩展到不同聚合物的分子链间,即"分子间"交联,形成区域性网状聚集态。     

BZ28-2S油田Cr~(3+)聚合物凝胶渗流特征及其调驱效果研究

渤海BZ28-2S油田具有油藏厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、溶剂水矿化度较高和原油黏度较低等特点,注水开发过程中水窜现象比较严重,进而影响水驱开发效果,亟待采取调剖技术措施来改善水驱开发效果。针对BZ28-2S油藏储层特征、流体性质和及其井网特点,以黏度、阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了Cr~(3+)聚合物凝胶配方优选和调驱注入参数优化实验研究。结果表明,在目标油藏储层和流体条件下,交联剂Cr~(3+)与聚合物分子链间可以发生交联反应,形成具有"分子内"交联结构特征、独特渗流特性和与储层适应性良好的Cr~(3+)聚合物凝胶体系。与聚合物溶液相比较,在段塞相同条件下,Cr~(3+)聚合物凝胶调驱效果较好。从技术经济效果考虑,推荐Cr~(3+)聚合物凝胶体系组成:C_P=1 200~1 600 mg/L,m(Pol):m(Cr~(3+))=180:1~270:1,段塞尺寸为0.075~0.125 PV,预计采收率增幅1.6%~2.5%。在室内研究基础上,2012年12月开始在渤海BZ28-2S油田进行了矿场试验。目前矿场调驱施工正在进行之中,截止到2013年5月,由于调驱时间较短,部分油井已经见效。     

无机地质聚合物凝胶堵剂的性能评价

针对胶结疏松易形成大孔道的高温高矿化度油田,以渤海油藏储层和流体为研究对象,用增黏剂蒙脱土、交联剂氢氧化钠、缓凝剂柠檬酸和主剂粉煤灰等制得无机地质聚合物凝胶堵剂,研究了堵剂的成胶速度及影响因素、耐温耐盐性能、封堵效果、液流转向效果以及封堵后的调驱效果。结果表明,随着主剂与交联剂浓度和温度的增加,无机地质聚合物凝胶成胶速度增大。配液水矿化度对无机地质聚合物凝胶成胶效果基本无影响,配液水中较高浓度的碳酸根和碳酸氢根会延长聚合物胶液的交联时间。当岩心水测渗透率大于18800×10~(-3)μm~2时,无机地质聚合物凝胶对岩心的封堵率随渗透率的增加而增大,且封堵率均大于90%。无机地质聚合物凝胶的耐冲刷能力和液流转向效果较好,可对高渗透层大孔道有效封堵,提高低渗岩心分流率。对于大孔道或特高渗透条带,封堵长度越大,增油降水效果越好。无机地质聚合物凝胶的封堵效果好于常规的聚合物凝胶和淀粉胶,可用于高温高矿化度油田大孔道的封堵。图5表5参19     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

两性离子聚合物凝胶成胶效果及油藏适应性研究

为客观有效评价交联聚合物溶液在储层孔隙内的成胶效果,采用黏度计、动/静态激光光散射仪、原子力显微镜和岩心流动实验,对两性离子聚合物溶液(AIPS)和交联聚合物溶液(AICPS)的黏度、分子线团尺寸、分子聚集态、渗透率极限和静态成胶效果及影响因素进行了研究。结果表明,AICPS具有良好延缓成胶特性,AIPS中聚合物分子聚集体呈现稀疏网络结构,AICPS成胶后分子线团尺寸大幅增加,网络结构变得致密、粗壮;随聚合物浓度增加,AIPS和AICPS渗透率极限值增加;在岩心驱替实验后续水驱阶段,与AIPS压力下降不同,AICPS注入压力先上升后平稳,表现出独特的渗流特性;岩心渗透率和聚合物浓度越大,AICPS成胶效果越好;当聚合物质量浓度为800、1500、2500和4000 mg/L时,只有对应的储层气测渗透率大于400×10~(-3)、800×10~(-3)、1700×10~(-3)和3500×10~(-3)μm~2时,AICPS才可以取得较好的静态成胶效果。     

海上油田深部调剖组合方式实验优选

针对渤海油藏深部调剖实际需求,实验研究了Cr~(3+)聚合物弱凝胶(聚合物浓度为3 000 mg/L,交联剂浓度为2 000 mg/L)、强凝胶(聚合物浓度为4 000 mg/L,交联剂浓度为3 000 mg/L)和聚合物微球传输运移能力、封堵能力以及聚合物凝胶段塞尺寸和调剖剂不同组合方式的调剖效果。结果表明:聚合物强弱凝胶成胶时间接近,均为放置1.5 h后;聚合物凝胶初始黏度低,成胶后强度高,可避免进入中低渗透层,因此聚合物凝胶可以作为一级调剖段塞。聚合物微球封堵性能几乎不受剪切作用影响,当水化时间达到2 d时,微球粒径由8.45 μm水化膨胀至27.14 μm,在注入岩心过程中压力较低,运移距离较远,并且可在储层深部孔隙内缓膨,因此可选择聚合物微球作为二级调剖段塞。采取弱凝胶+强凝胶+聚合物微球的组合方式,采收率增幅最大(较水驱阶段可提高22.5个百分点),液流转向效果明显,推荐此组合方式进行海上油田深部调剖。     

大港油田复杂断块高温高盐油藏深部调剖研究

针对大港南部油田复杂断块高温高盐油藏,开展了深部调剖所用交联剂和调剖体系的研究。合成出的有机交联剂和聚合物配成的调剖体系成胶时间和强度可控。调剖体系在80℃下的稳定性实验结果表明,体系成胶时间3~30天,随着交联剂和聚合物浓度的升高,成胶时间逐渐缩短,成胶后凝胶强度增强;在聚合物和交联剂浓度分别大于800、300 mg/L时,调剖体系形成的弱凝胶黏度较高。三管不同渗透率岩心并联实验表明,注入调剖剂候凝后进行后续聚合物驱或水驱,高渗透层液量降低,中、低渗透层液量升高。在南部高温高盐油藏开展了两个井组的先导性深部调剖试验,增油效果明显。     

弱凝胶体系成胶性能影响因素研究

弱凝胶体系调驱作为一种提高采收率的新技术已在国内各大油田得到应用,研究表明弱凝胶体系成胶性能的好坏直接决定调驱效果。通过实验研究了影响弱凝胶体系成胶性能的主要因素。结果表明,聚合物分子量、聚合物/铬交联剂浓度、温度、pH值对弱凝胶体系的成胶性能影响较大,剪切作用对弱凝胶体系成胶性能有一定影响,含油、油砂对弱凝胶体系成胶性能影响较小,水质对弱凝胶体系成胶性能基本没有影响。研究结果为矿场试验中应用弱凝胶体系进行深部调驱提供了依据。     

弱凝胶调驱体系在岩心试验中的行为特性研究

弱凝胶调驱技术指采用接近聚合物驱的溶液浓度,加入少量延缓交联型交联剂,使之在地层内产生缓慢、轻度交联,在某种程度上可看作是将聚合物驱和调剖有机结合的总体技术。研究了弱凝胶在常规岩心中的行为特性,包括已形成的弱凝胶在岩心中的运移行为、弱凝胶在岩心中形成后水驱的行为、弱凝胶选择性调驱作用及双管驱替的整体效果。试验结果表明:弱凝胶在岩心中可发生运移;弱凝胶调驱剂具有较好的渗透率选择性,即优先进入高渗透的大孔道,进入低渗透部位则很少;弱凝胶调驱措施有较好的提高采收率效果。